Estudio-Inyeccion-de-H2-a-red-de-gas-natural-GIZ-4e

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Inyección de hidrógeno en redes de gas natural 
3 de agosto 2021 
 
 
 
1 
 
Edición: 
Deutsche Gesellschaft für 
Internationale Zusammenarbeit (GIZ) GmbH 
 
Friedrich-Ebert-Allee 40 
53113 Bonn • Alemania 
 
Dag-Hammarskjöld-Weg 1-5 
65760 Eschborn • Alemania 
 
Nombre del proyecto: 
Descarbonización del Sector Energía en Chile 
 
Marchant Pereira 150 
7500654 Providencia 
Santiago • Chile 
T +56 22 30 68 600 
I www.giz.de 
 
Responsable: 
Rainer Schröer/Rodrigo Vásquez 
 
En coordinación: 
Ministerio de Energía de Chile 
Alameda 1449, Pisos 13 y 14, Edificio Santiago Downtown II 
Santiago de Chile 
T +56 22 367 3000 
I www.energia.gob.cl 
 
Registro de Propiedad Intelectual Inscripción, ISBN: 978-956-8066-31-4. Primera edición digital: agosto 2021 
 
Cita: 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Aclaración: 
Esta publicación ha sido preparada por encargo del proyecto “Descarbonización del Sector Energía en Chile” 
implementado por el Ministerio de Energía y Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ) GmbH 
en el marco de la cooperación intergubernamental entre Chile y Alemania. El proyecto se financia a través de la 
Iniciativa internacional sobre el clima (IKI) del Ministerio Federal de Medio Ambiente, Protección de la Naturaleza 
y Seguridad Nuclear de Alemania - BMU. Sin perjuicio de ello, las conclusiones y opiniones de los autores no 
necesariamente reflejan la posición del Gobierno de Chile. Además, cualquier referencia a una empresa, 
producto, marca, fabricante u otro similar en ningún caso constituye una recomendación por parte del Gobierno 
de Chile o de GIZ. 
 
Santiago de Chile, 03 de agosto de 2021 
Título: Inyección de hidrógeno en redes de gas natural 
Autor(es): Rodrigo Vásquez Torres, Pablo Tello Guerra, Jose Fuster Justiniano, Rocío Farías Hermosilla, Enrique 
Espinoza Cáceres, Nicolás Machuca Lazo. 
Santiago de Chile, 2021. 
89 páginas 
Inyección H2 - Gas natural - Hidrógeno verde - Tecnologías hidrógeno – Mezcla H2 
2 
 
 
Contenido 
1. Resumen ejecutivo ..................................................................................................... 9 
2. Introducción .............................................................................................................. 11 
3. Redes de Gas Natural .............................................................................................. 14 
3.1. Descripción de los componentes principales de las redes de gas natural .......... 15 
3.1.1. Segmento de abastecimiento ..................................................................... 16 
3.1.2. Segmento de transporte ............................................................................. 16 
3.1.3. Segmento de distribución ........................................................................... 19 
3.1.4. Segmento de servicio ................................................................................. 20 
4. Mezcla de hidrógeno y gas natural. .......................................................................... 20 
4.1. Estado actual de la inyección de hidrógeno en redes de gas a nivel mundial .... 21 
4.1.1. Australia ..................................................................................................... 22 
4.1.2. Francia ....................................................................................................... 22 
4.1.3. Reino Unido (UK) ....................................................................................... 23 
4.1.4. Alemania .................................................................................................... 23 
4.2. Tecnologías de producción de hidrógeno .......................................................... 24 
5. Inyección de hidrógeno en redes de gas................................................................... 26 
5.1. Inyección de hidrógeno y tolerancias por segmento .......................................... 26 
5.1.1. Estaciones de inyección de hidrógeno ........................................................ 26 
5.1.2. Inyección de hidrógeno en segmento de transporte y almacenaje .............. 27 
5.1.3. Inyección de hidrógeno en el segmento de distribución y servicios ............ 29 
5.2. Consideraciones para la inyección y compatibilidad del H2 ............................... 30 
5.2.1. Pureza del hidrógeno transportado ............................................................. 31 
5.2.2. Consideraciones de seguridad del material y el uso ................................... 32 
5.2.3. Densidad energética transportada .............................................................. 34 
5.2.4. Costos de inyección .................................................................................... 36 
5.2.5. Linepack ..................................................................................................... 36 
6. Redes de gas en Chile. ............................................................................................. 38 
6.1. Segmento de transporte de gas en Chile ........................................................... 38 
6.1.1. Consideraciones técnicas para la inyección de H2 en segmento transporte 43 
6.2. Segmento de distribución en Chile .................................................................... 45 
6.2.1. Consideraciones técnicas para la inyección de H2 en segmento distribución.
 51 
6.3. Segmento servicio (uso final del gas natural) en Chile ....................................... 51 
3 
 
6.3.1. Consumo sector residencial, comercial y vehicular. .................................... 51 
6.3.2. Sector Industrial .......................................................................................... 54 
7. Consideraciones para el uso final del hidrógeno ....................................................... 56 
7.1. Aplicaciones residenciales ................................................................................. 57 
7.1.1. Quemadores de cocina (encimeras) ........................................................... 57 
7.1.2. Calefactores de agua .................................................................................. 58 
7.1.3. Sistemas de calefacción residencial ........................................................... 59 
7.1.4. Medidores de Gas ...................................................................................... 60 
7.1.5. Impactos del hidrógeno en los componentes residenciales ........................ 60 
7.2. Comercial .......................................................................................................... 62 
7.2.1. Calefacción de interiores ............................................................................ 63 
7.2.2. Aplicación de agua caliente ........................................................................ 63 
7.2.3. Cocinas ...................................................................................................... 64 
7.2.4. Consideraciones equipos comerciales ........................................................ 65 
7.3. Industrial ............................................................................................................ 65 
7.3.1. Calderas industriales .................................................................................. 66 
7.3.2. Turbinas de generación eléctrica a gas natural ........................................... 69 
7.3.3. Modelos de turbinas que admiten hidrógeno .............................................. 71 
7.4. Reducción de CO2 a la atmósfera. ..................................................................... 73 
7.4.1. Impacto en el medio ambiente .................................................................... 73 
7.4.2. Reducción de CO2 con posible inyección de H2 .......................................... 75 
7.5. Potencia necesaria de electrólisis ...................................................................... 76 
8. Conclusión ................................................................................................................77 
9. Bibliografía ................................................................................................................ 79 
10. Anexos ..................................................................................................................... 84 
10.1. Anexo A: Termoeléctricas a Gas Natural........................................................ 84 
10.2. Anexo B: Normativas...................................................................................... 88 
 
 
 
 
4 
 
Índice de Gráficos 
Gráfico 1: a) Linepack de la red de gas en UK. b) Histograma de cambio en el Linepack.
 ......................................................................................................................... 18 
Gráfico 2: Límite legislativo de inyección de H2 en red de gas natural por país. Fuente: 
IEA. .................................................................................................................. 22 
Gráfico 3: Usos actuales de H2. Fuente: IEA 2018. ......................................................... 24 
Gráfico 4: Tolerancias de concentración de H2 por componente para el segmento de 
transporte y almacenaje. Fuente: Adaptado de “Overview of available test 
results and regulatory limits for hydrogen admission into existing natural gas 
infrastructure and end use [1] y Hydrogen from renewable power [32]”. ......... 28 
Gráfico 5: Tolerancia de concentración de H2 por componente para la sección de red de 
distribución, regulación de presión, sistemas de medición y red de servicios [1].
 ......................................................................................................................... 30 
Gráfico 6: Efecto en la inyección de hidrógeno en la energía transportada en una tubería 
gas natural a 3 presiones de referencia [42]. .................................................... 35 
Gráfico 7: Efecto de la inyección de hidrógeno en la flexibilidad de linepack comparada 
con un 100% de gas natural. [42]. .................................................................... 37 
Gráfico 8: Consumo comercial, vehicular, residencial año 2019. Fuente: Informe 
estadístico combustible 2019, SEC. ................................................................. 52 
Gráfico 9: Consumo anual por región año 2019. Fuente: Informe estadístico combustibles 
2019, SEC. ....................................................................................................... 53 
Gráfico 10: Consumo de gas natural región de Antofagasta, Coquimbo, Valparaíso, 
Metropolitana y O’Higgins. Fuente: Informe estadístico combustibles 2019, SEC,
 ......................................................................................................................... 53 
Gráfico 11: Consumo de gas natural región Maule, Biobío, Araucanía, Los Lagos y 
Magallanes. Fuente: Informe estadístico combustibles 2019, SEC................... 54 
Gráfico 12: Tolerancia de concentración de H2 por componente para el uso final. Fuente: 
Adaptado de Overview of available test results and regulatory limits for hydrogen 
admission into existing natural gas infrastructure and end use [1] y Hydrogen 
from renewable power [32]. .............................................................................. 56 
Gráfico 13: Reducción de CO2 en función de la concentración de H2 en el gas [41]. ...... 73 
Gráfico 14: Impacto de emisiones de NOx en función de la concentración de H2 en la 
mezcla. Fuente: General Electric, (gas turbine webinar). .................................. 74 
Gráfico 15: Cantidad de CO2 evitado en 3 casos de estudio. .......................................... 75 
 
Índice de Figuras 
Figura 1: Emisión de CO2 por sector. Fuente: IRENA 2018............................................. 11 
Figura 2: Cadena de valor del hidrógeno como vector energético. Fuente: Elaboración 
propia. .............................................................................................................. 13 
5 
 
Figura 3. Opciones de almacenamiento, considerando capacidad de almacenamiento 
versus periodo de tiempo. Fuente: E-CUBE Strategy Consultants analysis. ..... 15 
Figura 4: Infraestructura general de tuberías de red de gas natural, con estaciones de 
compresión y reducción de presión. Fuente: Adaptado de “Blending Hydrogen 
into Natural Gas Pipeline Networks: A Review of Key Issue” [8]. ...................... 15 
Figura 5: Cadena de valor de la producción y transporte. Fuente: Energía y Sociedad [10].
 ......................................................................................................................... 16 
Figura 6: Layout general de una estación de compresión de gas e inyección a red. Fuente: 
Adaptado de American Petroleum Institute, specification review [13]. ............. 17 
Figura 7: Esquema de estación de reducción de presión. Fuente: Cast Iron Pressure 
Reducing Station (Spirax Sarco) [16]. ............................................................... 19 
Figura 8: Encendido de gas de ciudad UK [19]. ............................................................... 20 
Figura 9: Escenario 2030 (izq.) y 2040 (der.) Backbone Europa [20]. .............................. 21 
Figura 10: Inyección de gas a red por medio de múltiples fuentes. Fuente: Adaptado de: 
Power-to-gas for injection into the gas grid: What can we learn from real-life 
projects, economic assessments and systems modelling [29]. ......................... 26 
Figura 11: Estación de inyección de hidrógeno a red de gas. Fuente: Thyson’s Propane 
Vapour Injection equipment, https://www.thyson.com/ [31]. .............................. 27 
Figura 12: Red de gasoductos para transporte de gas natural en la Región de Antofagasta 
[45]. .................................................................................................................. 39 
Figura 13: Red de gasoductos para transporte de gas natural en la Región de Valparaíso - 
Metropolitana [45]. ............................................................................................ 39 
Figura 14:Red de gasoductos para transporte de gas natural en la Región del Biobío [45].
 ......................................................................................................................... 39 
Figura 15:Red de gasoductos para transporte de gas natural en la Región de Magallanes 
[45]. .................................................................................................................. 39 
Figura 16: Representación de quemador de gas de cocina. Fuente: Extraído de Appraisal 
of Domestic Hydrogen Appliances [49]. ............................................................ 58 
Figura 17: Representación de horno a gas. Fuente: Extraído de Appraisal of Domestic 
Hydrogen Appliances [49]. ............................................................................... 58 
Figura 18: Representación de Calefactor residencial. Fuente: Extraído de Appraisal of 
Domestic Hydrogen Appliances [49]. ................................................................ 59 
Figura 19: Representación de estufa a gas. Fuente: Extraído de Appraisal of Domestic 
Hydrogen Appliances [49]. ............................................................................... 60 
Figura 20: Calefactor húmedo de uso comercial. Fuente: Hy4Heat WP5: Understanding 
Comercial Appliances for UK Hydrogen for Heat Demostration [51]. ................ 63 
Figura 21: Calefactor de almacenamiento con llama directa. Fuente: Hy4Heat WP5: 
Understanding Comercial Appliances for UK Hydrogen for Heat Demostration 
[51]. .................................................................................................................. 64 
Figura 22: Parrilla a gas de escala comercial. .................................................................. 64 
6 
 
Figura 23: Esquema de caldera industrial con sus principales componentes. Fuente: 
Adaptado de Hy4Heat Wp6: Conversion of Industrial Heating Equipmentto 
Hydrogen [53]. .................................................................................................. 66 
Figura 24: Sistemas de combustión para una turbina de gas [54]. ................................... 70 
Figura 25: Impacto potencial de una planta con turbina a gas para la conversión a 
hidrógeno [54]. Power to Gas: Hydrogen for Power Generation. Goldmeer, 
Jeffrey .............................................................................................................. 70 
 
Índice de Tablas 
Tabla 1: Propiedades físicas y de Combustión del Metano [5]. ........................................ 14 
Tabla 2: Proyectos Power to Gas..................................................................................... 23 
Tabla 3: Procesos de producción de hidrógeno [27]. ....................................................... 24 
Tabla 4: Análisis de admisibilidad de gasoductos [31]. .................................................... 29 
Tabla 5: Propiedades físicas y químicas del hidrógeno y el metano [5]............................ 31 
Tabla 6: Poder calorífico inferior del hidrógeno y metano [40]. Fuente: Hydrogen Tools. . 35 
Tabla 7: Costos estimados de reacondicionamiento o reemplazo de principales equipos en 
líneas de transporte y estaciones de compresión. [2] ....................................... 36 
Tabla 8: Gasoductos de Chile con diámetro, capacidad, longitud y materialidad. Fuente: 
Elaboración propia, a partir de datos del SEC. ................................................. 40 
Tabla 9: Lista de puertos de hidrocarburos por zona geográfica, nombre de puerto, 
propietario y combustible administrado. Fuente: Energía Maps Beta, Comisión 
Nacional de Energía [45]. ................................................................................. 43 
Tabla 10: Gasoductos en zona de transporte con posible inyección de hidrógeno. ......... 44 
Tabla 11: Gasoductos de distribución por zonas de Chile. ............................................... 46 
Tabla 12: Impacto de inyección de hidrógeno en los diferentes componentes de los 
equipos residenciales. Fuente: Adaptado de Appraisal of Domestic Hydrogen 
Appliances [49]. ................................................................................................ 61 
Tabla 13: Lista de empresas con desarrollo de productos de gas natural y adaptación a 
H2 para sector residencial. Fuente: Elaboración propia en base a WP4 de 
Hy4Heat [52]. ................................................................................................... 62 
Tabla 14: Lista de empresas con desarrollo de productos de gas natural y adaptación a 
H2 para sector comercial. Fuente: Elaboración propia en base a WP5 de 
Hy4Heat. .......................................................................................................... 65 
Tabla 15: Componentes que requieren modificaciones o reemplazo para la conversión a 
hidrógeno en equipos de uso industrial. Fuente: Hy4Heat Wp6 Conversion of 
Industrial Heating Equipment to Hydrogen [55]. ............................................... 67 
Tabla 16: Costos estimados de conversión de equipos industriales [53]. ......................... 69 
Tabla 17: Lista de empresas con desarrollo de productos de gas natural y adaptación a 
H2 para sector industrial. Fuente: Elaboración propia en base a WP5 de 
Hy4Heat. .......................................................................................................... 71 
7 
 
Tabla 18: Equipos de Siemens y cantidad de H2 con que pueden operar. Fuente: 
Elaboración propia en base a información de Siemens. ................................... 71 
Tabla 19: Equipos de General Electric y cantidad de H2 con que pueden operar [55]. 
Fuente: Elaboración propia en base a información de General Electric. ........... 72 
Tabla 20: Consumo de Gas Natural de Chile 2019, energía y emisiones de CO2. .......... 75 
Tabla 21: Balance energético inyección de porcentajes de hidrógeno en el gas natural. . 75 
Tabla 22: Volumen y kilotoneladas de hidrógeno en los 3 casos de estudio. ................... 76 
Tabla 23: Potencia de electrolisis para los 3 casos de estudio. ........................................ 76 
Tabla 24: Centrales termoeléctricas a gas con sus respectivos fabricantes, modelo y 
potencia nominal. ............................................................................................. 84 
Tabla 25: Normas y estándares de seguridad internacional en materia de inyección de 
hidrógeno a tuberías. [58]. ................................................................................ 88 
 
 
8 
 
Glosario: 
ATR Autothermal reforming 
CH4 Metano 
CNG Gas Natural Comprimido 
CO2 Dióxido de carbono 
ERNC Energías renovables no convencionales 
GEI Gases de efecto invernadero 
GNL Gas natural licuado 
H2 Hidrógeno molecular 
H2 GEU 
LPG 
Gas entry unit 
Liquefied petroleum gas 
NOX Óxidos de nitrógeno 
NTS National Transmission System. 
SMR Steam methane reforming 
Solar FV Solar fotovoltaica 
PEM Membrana Polimérica de Protones 
SEC Superintendencia de electricidad y combustible 
ENAP Empresa Nacional del Petróleo 
CNE Comisión Nacional de Energía 
SEM Sistema de Magallanes 
SEN Sistema Eléctrico Nacional 
CEN Coordinador Eléctrico Nacional 
NREL National Renewable Energy Laboratory 
PCI Poder Calorífico Inferior 
 
 
 
 
 
9 
 
1. Resumen ejecutivo 
En las estrategias de descarbonización del sector energético, una de las alternativas que 
surge como prometedora el uso de hidrógeno en múltiples sectores en donde la 
electrificación es limitada o no necesariamente una medida costo efectiva. Además, para 
que el hidrógeno sea considerado como sustentable, debe ser producido en base a 
energías renovables, como la solar, eólica, biomasa, entre otras. Sin embargo, no siempre 
los lugares con mejores recursos renovables están cerca de los centros de consumo, por 
lo que es necesario transportar el hidrógeno producido de manera segura, económica y 
sustentable. Para esto, múltiples países como Alemania, España, Francia, Bélgica, entre 
otros, se encuentran desarrollando estudios, estrategias y proyectos relacionados con la 
inyección de hidrógeno a los gasoductos de gas natural ya existentes, de esta manera poder 
reutilizar la infraestructura de transporte. 
En estos estudios se está evaluando la posibilidad de reemplazar el gas natural por 
hidrógeno o, de no ser posible, inyectar una fracción en volumen de este elemento. Para 
determinar la factibilidad técnica, es necesario conocer la tolerancia que tiene cada 
componente de la red de gas natural en relación con su funcionamiento y seguridad en 
contacto con la mezcla de H2 o con 100% de H2. Se determinó que el grado de tolerancia 
dependerá principalmente de: 
 Presión de operación. 
 Materialidad de las tuberías. 
 Componentes, tales como válvulas y compresores en la parte del transporte. 
 Tipo de uso o combustión final. 
 Componentes que utilizan gas, para el caso de los consumidores finales. 
Para el segmento de transporte, los grados de tubería de acero al carbono comunes como 
API 5L- X52 (y grados de menor resistencia) y ASTM A 106 Grado B se han utilizado 
ampliamente en el servicio de gas hidrógeno con pocos reportes de problemas, admitiendo 
un 10% de hidrógeno [1] en volumen, y alcanzarían el 100% haciendo modificaciones 
intermedias. Sin embargo, se deberán evaluar posibles actualizaciones en los equipos de 
compresión y de los consumidores finales industriales. Por otra parte, para las líneas de 
distribución y servicio construidas de polietileno con baja presión, es posible una inyección 
de 100% a largo plazo, pero en la práctica se recomienda comenzar con un porcentaje 
inferior e ir incrementando a medida que las líneas y el consumidor final lo permita, todo 
esto con constantes supervisiones de estas. 
Para los equipos abastecidos de gas natural el grado de H2 tolerable dependerá, del diseño, 
de la antigüedad ylas consideraciones de seguridad, por lo que deberán ser evaluados en 
cada caso particular. 
Finalmente, los factores más importantes a considerar para determinar si es factible técnica, 
económica y medioambientalmente la inyección de hidrógeno a la red, y en qué cantidad 
son: 
 
 
 
 
 
10 
 
 Seguridad: 
o Combustión (Inflamabilidad). 
o Transporte (Filtraciones). 
 Energéticas: 
o Poder calorífico y temperatura de llama. 
o Linepack. 
 Medioambientales: 
o Emisión de NOx en combustión. 
o Reducción de CO2. 
 Operación: 
o Fluctuaciones de presión. 
o Materialidad gasoductos. 
o Admisibilidad compresores. 
Para el caso de Chile, la infraestructura de transmisión de gas natural es bastante 
sectorizada y se limita a 4 zonas geográficas, Antofagasta, Santiago, Biobío y Magallanes. 
Cada una de estas regiones tiene sus características distintivas y deben ser evaluadas por 
separado para determinar cuánto hidrógeno será posible inyectar para no afectar a los 
consumidores finales. 
En principio, en todas estas zonas con líneas de transporte se podrá inyectar H2 y con una 
concentración de no más de 5%, por la limitación de los compresores, sin embargo, para 
aumentar el porcentaje se deberán realizar modificaciones a la red, las cuales dependerán 
de una evaluación especifica en cada caso. Los métodos pueden ser, aplicación de 
revestimientos, monitoreo constante de fracturas, estrategias de operación para mantener 
presión constante o, en caso de no ser posible, reemplazar la tubería. Se estima que los 
costos de reacondicionamiento para tuberías de transporte y los de la estación de 
compresión corresponden a un 10-35 % y 100% de las actuales tuberías y estaciones 
respectivamente. Mientras que los costos de recambio para tuberías de transporte y para 
la estación de compresión ascienden a 110-150% y 140-180% de las actuales tuberías y 
estaciones respectivamente [2]. Para el caso de distribución, la gran mayoría de las líneas 
secundarias de transporte son construidas en polietileno, el cual es compatible con el 
hidrógeno, por lo que los cambios requeridos solo deberán ser enfocados en los 
componentes de la red. Para el caso del consumidor final, será necesario evaluar cada 
caso, debido a que tanto el sector residencial como el comercial requerirán de diferentes 
modificaciones y niveles de inversión. 
Del punto de vista ambiental, si consideramos que el año 2019 hubo un consumo total de 
gas natural a nivel nacional 4.699.252.920 [𝑚 ], con una inyección de 5%, de 10% y de 
20% de hidrógeno a la red se evitarían 132 [kTon], 277 [kTon] y 599 [kTon] de CO2 
respectivamente, a la atmosfera. En este sentido para producir tal cantidad de hidrógeno, 
la potencia necesaria ascendería a 627 MW, siempre y cuando el factor de utilización de 
los electrolizadores sea aproximadamente el 90%. Esto puede ser un buen incentivo para 
el sector privado para invertir en infraestructuras o en productos y componentes 
compatibles con H2. 
 
 
 
 
 
11 
 
2. Introducción 
En el marco de la descarbonización de la matriz energética y de otros sectores industriales 
han surgido diferentes estrategias en todo el mundo para reducir las emisiones de gases 
de efecto invernadero (GEI) y así poder cumplir con los objetivos de desarrollo sostenible 
(ODS) 7 y 13 propuestos por las Naciones Unidas [3], los cuales se titulan como “Energía 
asequible y no contaminante” y” Acción por el clima”, respectivamente. De acuerdo con el 
informe de IRENA (IRENA, 2017a), una de las actividades que más emite GEI es la industria 
de generación eléctrica, ver Figura 1. 
Sin embargo, en el último tiempo las tecnologías de generación eléctrica en base a fuentes 
renovables, como lo son la solar y eólica, han comenzado a evitar notoriamente las 
emisiones en este sector. Por otro lado, existen sectores tales como el transporte, 
construcción e industria, en los cuales las medidas de mitigación son menos accesibles 
técnica y económicamente en comparación con el caso del sector eléctrico. 
 
Figura 1: Emisión de CO2 por sector. Fuente: IRENA 2018 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
12 
 
Por esta razón, múltiples naciones con la ayuda de la academia y la industria han 
comenzado a tomar medidas para la descarbonización de estos sectores de más difícil 
mitigación, siendo las más importantes: 
 Eficiencia energética. 
 Electrificación. 
 Combustibles alternativos. 
 Sistemas de captura de GEI. 
 Sistemas de almacenamiento energético. 
Es en este contexto que el hidrógeno (H2) surge como una alternativa para descarbonizar 
los mencionados sectores debido a la posibilidad de usarlo como vector energético y a otros 
factores característicos como su densidad energética en térmicos de masa y potencial de 
aplicación en variados usos como generación eléctrica, transporte, almacenamiento 
energético, industria química, industria térmica, calefacción, construcción, entre otros. 
Con el ánimo de concretar la masificación por el uso de hidrógeno, en el último tiempo se 
ha avanzado enormemente en el desarrollo de cada una de sus aplicaciones, lo cual implica 
que la demanda futura por este vector energético aumentará en medida que las tecnologías 
que funcionen en base a hidrógeno comiencen a ser más asequibles tanto técnica como 
económicamente, donde la infraestructura respectiva juega un rol sumamente relevante. 
Por el lado de la oferta de hidrógeno también resulta esencial contar con una sólida 
producción para incentivar el crecimiento de este nuevo mercado. 
De esta forma, se espera una disminución del costo de nuevas tecnologías que funcionan 
en base a hidrógeno como puede ser el caso de turbinas para generación eléctrica, buses 
a celdas de combustible en transporte o sistemas de cogeneración. Sera clave la inversión 
en una infraestructura tal que permita utilizar las nuevas aplicaciones y la reducción en el 
costo de producción del hidrógeno verde, entre otros elementos, para crear un entorno 
factible para su desarrollo y mayor uso a escala local y global. Por lo tanto, resulta de gran 
importancia encontrar infraestructuras energéticas actualmente en operación que sean 
compatibles con el hidrógeno verde de tal manera de facilitar la transición hacia la adopción 
de este energético a gran escala. 
Por otra parte, el uso del H2 como reemplazo de otros combustibles debe cumplir con 
diferentes condiciones para que sea técnica y económicamente viable. Una de estas 
condiciones es que su transporte sea eficiente, confiable, seguro, tal como es el caso de 
otros combustibles como la gasolina, el gas natural o el diésel. Como se muestra en la 
Figura 2 la etapa de transporte es el enlace principal entre la oferta y la demanda de H2. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
13 
 
Figura 2: Cadena de valor del hidrógeno como vector energético. Fuente: Elaboración propia. 
 
A partir de la búsqueda de infraestructuras energéticas existentes compatibles con el 
hidrógeno y de la necesidad por transportar este compuesto no es de extrañar que una de 
las alternativas que mayor interés genera en la industria y gobiernos es la inyección de 
hidrógeno en las redes de gas natural, tanto para el caso de transporte como para la 
distribución. Esto debido a que en el futuro y con miras a descarbonizar la matriz, el gas 
natural también podría ser reemplazado por lo que la existencia de una infraestructura 
podría ser aprovechada, solucionando así uno de los grandes escollos para el transporte y 
adopción del hidrógeno verde. 
Por lo anterior, en este estudio se busca identificar los factores claves que determinarán la 
posibilidad de inyectar hidrógeno en la red de gas natural en Chile. Para ello, se analizaron 
los siguientes puntos: 
 Componentes principales de una red de gas natural, desde sus fuentes hasta los 
consumidores finales. 
 Mezcla de H2 y gas natural y el estado del arte a nivel global. 
 Producción e inyección de H2 a las redes de transporte y su costo. 
 Redes de gasoductos en Chile en segmento detransporte y distribución y 
componentes asociados. 
 Aplicaciones de uso final. 
 Factibilidad de inyectar H2 en redes de gas natural en Chile, en transporte y 
distribución. Consideraciones para el uso del H2. 
 
 
 
 
 
 
14 
 
3. Redes de Gas Natural 
El gas natural es una mezcla de diferentes gases, cuyo principal compuesto es el metano 
(CH4) y se obtiene a partir de la descomposición de restos orgánicos que estuvieron hace 
millones de años bajo la tierra [4], por lo tanto, es considerado una fuente de energía no 
renovable. 
Después que es extraído y procesado, el gas natural se puede transportar vía gasoductos 
localizados en los mismos sitios de extracción o licuarlo a muy baja temperatura (-160°C) y 
transportarlo en barcos como gas natural licuado (GNL) a sectores lejanos de estos puntos. 
Luego el GNL se regasifica en los puertos de destino, para ser transportado por gasoductos 
a los consumidores finales. 
En la Tabla 1 se aprecian las propiedades del metano a una temperatura de 15°C y 1 [atm]. 
Tabla 1: Propiedades físicas y de Combustión del Metano [5]. 
Propiedad Unidad Metano 
Propiedades Físicas 
Densidad [kg/m3] 0,68 
Poder calorífico [MJ/kg] 50 
Índice de Wobbe [MJ/Nm3] 47-52(NCH2380) 
Propiedades de Combustión 
Rango de Flamabilidad [% vol] 4,4-17,0 
Límite de oxígeno para combustión [% vol] 12 
Velocidad de combustión [m/s] 0,4 
Tamaño de celda de detonación [mm] ~300 
Energía mínima para ignición [mJ] 0,21 
Temperatura de autoignición [°C] 600 
 
Desde el punto de vista energético, el transporte o transmisión de energía mediante 
gasoductos de gas natural es la mejor vía para la entrega de energía, ya que las 
infraestructuras de gas son capaces de transportar energía a largas distancias con pérdidas 
muy bajas (0,7% frente a los 2 a 6% de pérdidas para las redes de transmisión eléctricas) 
[6]. Por ejemplo, si se compara la cantidad de energía que es capaz de transmitir una red 
de 220 [kV], las cuales son las más comunes en Chile, en el mes de febrero del año 2021, 
la máxima potencia transmitida en un horario fue de 400 [MW] (Quillota – Polpaico) la cual 
posee una longitud de 74 [km] [7]. En cambio, una red de gasoducto de 76 [km] de largo, 
con un diámetro nominal de 16 [in] transporta una cantidad de energía aproximada de 3659 
[MW]. Además, las redes de gas pueden transportar y entregar grandes cantidades de 
energía, así como por su tamaño permiten una muy alta capacidad de almacenamiento 
masivo estacional. En la Figura 3 se muestra un resumen de las diferentes opciones de 
almacenamiento energético, en relación con su capacidad y tiempo. 
 
 
 
 
 
 
15 
 
Figura 3. Opciones de almacenamiento, considerando capacidad de almacenamiento versus periodo de 
tiempo. Fuente: E-CUBE Strategy Consultants analysis. 
 
3.1. Descripción de los componentes principales de las redes de gas 
natural 
La cadena de suministro del gas natural comprende desde la fuente de obtención del gas 
hasta llegar al consumidor final, dividiéndose de manera general en los siguientes cuatro 
segmentos: 
 Abastecimiento, 
 Transporte, 
 Distribución y 
 Servicio. 
Estos segmentos se describen en la Figura 4. 
Figura 4: Infraestructura general de tuberías de red de gas natural, con estaciones de compresión y reducción 
de presión. Fuente: Adaptado de “Blending Hydrogen into Natural Gas Pipeline Networks: A Review of Key 
Issue” [8]. 
 
 
 
 
 
16 
 
3.1.1. Segmento de abastecimiento 
El gas natural extraído de pozos es procesado para eliminar el agua u otros compuestos 
contaminantes como el azufre y el helio. Además, debe separarse de gases como el etano, 
el nitrógeno y el CO2, y se extraen líquidos como propano, butano, pentano y hexano [9]. 
Con este tratamiento, el gas ya está listo para ser transportado por gasoductos en el caso 
que las distancias de consumo no sean tan lejanas o pasar por el proceso de licuefacción 
(GNL) cuando se desee transportar el producto a lugares de consumo a mayor distancia. 
En la Figura 5 se aprecia la cadena de valor del GNL. 
Figura 5: Cadena de valor de la producción y transporte. Fuente: Energía y Sociedad [10]. 
 
Para la producción de GNL, el gas natural es procesado en plantas de licuefacción las 
cuales reducen la temperatura del gas a -160 [°C]. Como consecuencia, ocurre un cambio 
de estado de la materia, pasando de estado gaseoso a estado líquido. Las ventajas de tener 
el gas natural en estado líquido es la reducción de su volumen en 600 veces [11], 
permitiendo almacenarlo y transportarlo con mayor seguridad. Luego de ser almacenado, 
se carga en buques metaneros, con capacidad de transportar entre los 25.000 [m³] y los 
270.000 [m³], y están habilitados especialmente para mantener la temperatura evitando la 
transferencia de calor entre el compuesto líquido y el exterior. Al llegar a destino final el 
barco, el GNL es descargado mediante tuberías capaces de soportar la temperatura de -
160 [°C] y almacenado en tanques especialmente diseñados para ello. 
 
3.1.2. Segmento de transporte 
Al encontrarse el gas natural en estado líquido en los estanques de almacenamiento 
posterior a la descarga de los barcos, este es enviado a la zona de regasificación a través 
de bombas primarias, en donde se inicia la transformación de estado de líquido a gaseoso. 
Luego, pasa por bombas secundarias, donde llega a una temperatura de -145°C. A esta 
temperatura todavía se encuentra en estado líquido, por lo que el fluido ingresa a 
vaporizadores de agua de mar [12] aumentando su temperatura y cambiando a estado 
gaseoso, quedando listo para ser inyectado a las redes de gasoductos en el segmento de 
transporte. 
 
 
 
 
17 
 
En este segmento, se encuentran las estaciones de compresión y se produce la 
característica de almacenamiento energético inherente denominada Linepack. 
Estaciones de compresión 
Para el transporte de gas natural de un punto a otro por medio de tuberías, es necesario 
contar con una estación de compresión en donde se reduce el volumen que ocupa el gas, 
para posteriormente enviarse a través de la tubería a los centros de consumo tal como se 
aprecia en la Figura 6. 
Figura 6: Layout general de una estación de compresión de gas e inyección a red. Fuente: Adaptado de 
American Petroleum Institute, specification review [13]. 
 
Los principales componentes de la estación de compresión son: 
 Depurador o secador: Corresponde al filtro del sistema que separa la humedad 
presente en el gas para proteger los elementos del compresor y evitar que estos se 
dañen. El grado de depuración dependerá de la fuente de gas. 
 Turbina o motor: Encargado de transmitir potencia al compresor para poder 
comprimir el gas. 
 Compresor: Encargado de comprimir el gas. Para comprimir gas natural se suele 
utilizar compresores de pistón o centrífugos. En los primeros el tipo de gas a 
comprimir no afecta su funcionamiento; sin embargo, para el segundo tipo de 
compresor el tipo de volumen y la tasa de flujo volumétrico del gas afectan su 
rendimiento de compresión [14]. 
 Enfriador o intercambiador de calor: Al ser comprimido el gas, este aumenta su 
temperatura. Este incremento dependerá de las etapas de compresión y en caso de 
generarse altas temperatura del gas, se podrían producir cambios en las 
propiedades de los materiales. Por esta razón, se debe enfriar el gas posterior a su 
compresión. 
 Sensores de flujo: Corresponde a los medidores de flujo de caudal los cuales 
permiten cuantificar la cantidad de gas que está siendo despachado a la red. 
Almacenamiento red de gas (Linepack). 
La red de gas natural tiene una capacidad de almacenaje inherente conocida como 
Linepack. Esta es la totalidad de gas en [scm] (estándar cm3) contenidos en el sistema de 
 
 
 
 
18 
 
red de gas. Como la presión varía, la cantidad de gas almacenado también. En la red de 
transporte se manejan altas presiones (mayores a 30 bar) [15], por lo tanto, existe una gran 
capacidad de almacenaje.Sin embargo, el Linepack varía durante el día debido a que los 
operadores regulan el flujo en función de la oferta y demanda. 
Gráfico 1: a) Linepack de la red de gas en UK. b) Histograma de cambio en el Linepack. 
 
a) Variación de Linepack de red de tubería de (NTS) en el sistema de transmisión del 
Reino Unido, en 2 semanas de operación. 
b) Histograma de la oscilación del Linepack (Linepack swing) en un horizonte de 5 años 
2013-2018. Esto se refiere a la diferencia entre el Linepack al inicio del día (5 am) 
y el mínimo nivel luego de 24 horas consecutivas. Por lo tanto, la diferencia más 
probable es en un rango entre 60-160 GWh en Linepack. Es común 100 [GWh] y en 
casos extremos 400 [GWh] (días muy fríos consecutivos). 
Es importante considerar que el Linepack disminuirá cuando la demanda de gas natural sea 
mayor a lo normal, por ejemplo, si una planta térmica de generación eléctrica en base a gas 
natural comienza a operar más del tiempo planeado debido a un aumento en la demanda 
de electricidad. 
 
 
 
 
19 
 
3.1.3. Segmento de distribución 
En esta parte de la cadena de valor se reduce la presión del gas proveniente de las líneas 
de transporte. El rango de presión bajo el que operan estas tuberías se encuentra entre los 
3 y 7 [bar]. También en esta zona se distribuye el gas a las generadoras de electricidad y 
otros clientes industriales, donde previamente el gas se odoriza para la detección de fugas 
y protección de la salud de las personas. 
Estaciones de reducción de presión 
Como se mencionó, cuando el gas natural llega al punto donde es requerido, no puede ser 
utilizado a la misma presión con la cual es transportado y es por esta razón que debe ser 
acondicionado mediante un proceso de reducción de presión, tal como se aprecia en la 
Figura 7. El gas natural, al ser forzado a reducir su presión comenzará a expandirse, lo que 
producirá una disminución de temperatura que debe ser regulada en la estación. La 
disminución de temperatura en función de la presión del gas natural es de 0,5 [°C/bar]. 
Figura 7: Esquema de estación de reducción de presión. Fuente: Cast Iron Pressure Reducing Station (Spirax 
Sarco) [16]. 
 
Las estaciones de reducción de presión cuentan con mucho menos componentes que la 
estación de compresión. Dentro de los elementos críticos de operación se encuentran: 
 Depurador: Corresponde al filtro del sistema que separa la humedad presente en el 
gas. 
 Válvulas reductoras de presión: Encargadas de reducir la presión de forma gradual. 
Generalmente se hace en etapas para amortiguar la carga de las válvulas. 
 Válvulas de control de caudal: Encargadas de regular el flujo de gas que circula por 
la estación. Su función es muy importante ya que controla el paso y asegura que las 
características del gas transportado no excedan los límites operacionales. 
 
 
 
 
20 
 
Odorización del gas natural 
El gas natural es un compuesto inodoro, por lo cual es necesario agregar algún compuesto 
para poder notar su presencia. Normalmente los compuestos usados para esto han sido los 
mercaptanos. Son compuestos de muy alta concentración por lo que se agregan en 
cantidades mínimas. 
3.1.4. Segmento de servicio 
Estas líneas son la parte final de la cadena de transporte y distribución del gas natural. Sus 
presiones de operación están entre 1 y 3 [bar] y son las encargadas de la entrega del gas 
a los consumidores finales, específicamente los residenciales, comerciales y el servicio de 
GNC vehicular. 
El material comúnmente utilizado para la red de distribución y de servicio es de: 
 Acero. 
 Fierro fundido (las más antiguas). 
 Polietileno (las modernas). 
4. Mezcla de hidrógeno y gas natural. 
A finales del siglo XIX países como Inglaterra fueron los primeros en distribuir el llamado 
gas de ciudad el cual se usaba para el alumbrado de las calles y estaba compuesto 
principalmente por hidrógeno y metano. En el caso de Chile, en la ciudad de Valparaíso en 
el año 1853, la empresa Gasvalpo comienza la distribución de este gas para alumbrado 
público [17]. 
El gas de ciudad estaba constituido principalmente por los siguientes elementos: 
 Hidrógeno (40%) 
 Metano (25%) 
 Nitrógeno y monóxido de carbono con un 9% cada uno [18]. 
La presión de operación con la cual se transportaba este gas era de 20 [mbar] y 300 [mbar]. 
Figura 8: Encendido de gas de ciudad UK [19]. 
 
 
 
 
 
21 
 
4.1. Estado actual de la inyección de hidrógeno en redes de gas a 
nivel mundial 
Actualmente, diferentes países están analizando la posibilidad de inyectar hidrógeno a las 
redes de gas existentes. Uno de los informes preparados por empresas de gas de Europa, 
el European Hydrogen Backbone, da a conocer ciertos posibles escenarios a un corto plazo 
con respecto a la posible inyección de hidrógeno, sobre todo en el tópico de los gasoductos. 
En el caso de Europa se pretende tener una infraestructura de 6.800 [km] de tuberías de 
hidrógeno para el año 2030, el cual consistiría en adecuar mayoritariamente los gasoductos 
actuales para que puedan ser usados con hidrógeno. Debido a la emergente demanda que 
podría surgir para el año 2040 (Figura 9) se propone una red troncal entre Alemania, 
Francia, Italia, España, Holanda, Bélgica, Republica Checa, Dinamarca, Suecia y Suiza, la 
cual podría abarcar más de 29.000 [Km]. Para este caso, se propone contar con un 25% de 
nuevas redes y cubrir el 75% restante readecuando las redes [20]. 
 
Figura 9: Escenario 2030 (izq.) y 2040 (der.) Backbone Europa [20]. 
 
 
Gran parte de los proyectos que han inyectado hidrógeno o que se encuentran estudiando 
esta posibilidad, lo están haciendo para el segmento de distribución, debido, entre otras 
cosas, a la materialidad que poseen estas tuberías, la mayoría de ellas construidas en base 
a polietileno. Las ventajas del uso de este material serán descritas en la sección Inyección 
de hidrógeno en redes de gas. 
Por otra parte, y tal como se comentó, las regulaciones y limitaciones en la inyección de 
gas pueden variar dependiendo de cada país y sus propias características, lo cual se puede 
observar en el Gráfico 2. 
 
 
 
 
 
 
22 
 
Gráfico 2: Límite legislativo de inyección de H2 en red de gas natural por país. Fuente: IEA. 
 
Para el caso europeo, existe una iniciativa llamada HyLaw [21], donde se pueden encontrar 
las legislaciones de cada uno de los países pertenecientes a la Unión Europea que cuentan 
con red de gas para transporte y distribución. En esta plataforma se presentan los decretos 
de ley para transporte de combustibles gaseosos, en donde se encuentran los porcentajes 
de hidrógeno y sus respetivas consideraciones. 
Algunos de los proyectos por países son: 
4.1.1. Australia 
 Hydrogen park South Australia: Ubicado en el distrito de innovación en Tonsley. 
Desde el año 2020 comenzó la producción de hidrógeno usando agua y electricidad 
provenientes de fuentes renovables. En primera instancia se comenzó con una 
mezcla de 5% de hidrógeno y se está pensando actualmente en la inyección de 10% 
de hidrógeno [22]. 
 Hydrogen park Gladstone: La producción de hidrógeno se basará en la electrólisis 
del agua con electricidad proveniente de fuentes renovables, usando un 
electrolizador PEM de 175 [kW] [23]. El hidrógeno se mezclará con gas natural al 
10% para satisfacer la demanda de 770 clientes en la localidad de Gladstone, en el 
estado Queensland. Se espera que la inyección comience el año 2022. 
4.1.2. Francia 
 GRHYD: Este proyecto consiste en probar la inyección de hidrógeno en la red de 
gas natural en el pueblo de Le Petit y en las estaciones de carga de combustible 
para buses. A esta mezcla de gases le llamaron Hythane [24]. El gobierno francés 
apoya este proyecto junto con la empresa Engie y otros consorcios. El proyecto se 
inició el año 2014, con los respectivos estudios sociales y de prefactibilidad. Lo que 
concierne respecto a transporte se comenzó con una inyección al 6% de hidrógeno 
para llegar a un 20%. Con respecto a la inyección en las redes de gas natural la 
mezcla contiene menos de un 20% de hidrógeno. 
0 2 4 6 8 10 12
Alemania *
Francia
España
Austria
Suiza
Lituania *
Finlandia
Países Bajos*
Japón
UK
Bélgica
California
Sin condiciones % Con Condiciones %
 
 
 
 
23 
 
4.1.3. Reino Unido (UK) 
 Hydeploy: Este proyecto es uno de los primeros del Reino Unido en demostrar que 
se puede inyectar H2 de manera segura en la zona de distribución sin realizar 
cambios en los equipos de los consumidores finales. El año 2017 comenzaron los 
primeros estudios para poder realizar la inyección en dos localidades, la Universidad 
de Keeler y en una localidad pequeña ubicada en Winlaton. En el año 2019 comenzó 
la inyección de H2 al 15% la cual se irá aumentando gradualmente en la medida que 
los equipos no se vean afectados [25]. 
4.1.4. Alemania 
 P2G Frankfurt: [26]: La empresa ITM Power junto con los socios alemanes Mainova 
y Netzdienste Rhein-Main, inyectaron hidrógeno por primera vez en la red de 
distribución alemana, específicamente en Frankfurt. La inyección que se realizó a la 
red fue de un 2% [vol]. La planta produce 60[[ ], pudiendo inyectar 3000 de 
gas natural con hidrógeno. El electrolizador entrega el gas a una presión de 3,5 
[bar], cercana a la de distribución, por lo que no fue necesario un compresor. 
Otros proyectos que ya han finalizado los podemos observar en la Tabla 2. 
Tabla 2: Proyectos Power to Gas. 
Project Country Start 
Date 
Status Electrolyze 
Type 
Size (kW, 
nominal) 
Lolland Hydrogen Community Denmark 2007 Operational PEM 104 
P2G Ameland Netherlands 2008 Finished PEM 8,3 
P2G Frankfurt Germany 2013 Finished PEM 315 
WindGas Falkenhagen Germany 2013 Operational Alkaline 2000 
P2G NFCRC USA 2014 Finished PEM 67 
Hybrid Power Plant Enertrag Germany 2014 Operational Alkaline 500 
Energiepark Mainz Germany 2015 Operational PEM 3750 
WindGas Hamburg Germany 2015 Operational PEM 1000 
Hybridwerk Solothurn Switzerland 2015 Operational PEM 350 
RWE Ibbenburen Germany 2015 Operational PEM 150 
Wind2Hydrogen, Austria 2015 Operational PEM 100 
H2BER Germany 2015 Operational Alkaline 500 
P2G Hassfurt Germany 2016 Operational PEM 1250 
GRHYD, France 2017 Operational Alkaline Unknown 
Wind to Gas Sudermarsch Germany 2018 Operational PEM 2400 
Kidman Park Australia 2018 Planned Unknown Unknown 
Jupiter 1000 France 2018 Under 
Construction 
Alkaline & 
PEM 
1000 
HPEM2GAS, Germany 2019 Planned PEM 180 
HyDeploy, UK 2019 Under 
Construction 
PEM 500 
H2V product France 2021 Planned Alkaline 100 
P2G Ontario Canada Unknown Under 
Construction 
PEM 2000 
P2G Hanau Germany Unknown Operational PEM 30 
RH2-PTG, Germany Unknown Planned Unknown Unknown 
Storag Etzel Germany Unknown Planned Unknown 6000 
P2G Wyhlen Germany Unknown Planned Alkaline 1000 
 
 
 
 
24 
 
4.2. Tecnologías de producción de hidrógeno 
Actualmente el hidrógeno es producido para utilizarlo como insumo no energético en la 
industria química, refinerías de petróleo e industria aeronáutica. Principalmente el 
hidrógeno es destinado para la producción de amoniaco, refinación de crudo, metanol y 
otras aplicaciones como en la industria electrónica, industria metal/vidrio, hidrogenación en 
la industria alimenticia y en hospitales, tal como se puede observar en el Gráfico 3. 
Gráfico 3: Usos actuales de H2. Fuente: IEA 2018. 
 
Existen múltiples formas de producir hidrógeno las cuales cuentan con sus propios 
procesos, fuentes de energía e insumos necesarios. A continuación, en la Tabla 3 se 
presenta un resumen con los diferentes procesos de producción de hidrógeno con su fuente 
energética e insumo utilizado. Cabe mencionar, que el “color” del hidrógeno producido es 
solo una convención que va en relación con el recurso utilizado para producirlo, pero el 
elemento H2 es el mismo. 
Tabla 3: Procesos de producción de hidrógeno [27]. 
Procesos Fuente de energía Insumo 
H2 Gris o azul 
Reformado Combustible fósil Metano 
ATR (autothermal reforming) Combustible fósil Metano 
Pirólisis Combustible fósil Carbón 
H2 Azul 
Reformado + Captura CO2 Combustible fósil Metano 
H2 verde 
Gasificación Biomasa Agua 
Reformado Fósiles, Biomasa Agua Metano 
 Fermentación Biomasa Agua 
Descomposición térmica Solar Agua 
Descomposición foto catalítica del 
agua 
Solar Agua 
Biofotolitica Solar Agua 
Foto electrólisis Solar Agua 
Electrólisis del agua Electricidad (ERNC) Agua 
Refineria 
52%
Amoniaco
42%
Otros 
6%
73.889 
[Mt H2] 
 
 
 
 
25 
 
De los procesos descritos en la Tabla 3, los que poseen mayor presencia en la industria y 
con un desarrollo consolidado, son los procesos de reformado de metano con vapor, con y 
sin sistemas de captura de carbono, y la electrólisis. 
 Reformado de metano con vapor de agua (SMR): Corresponde al proceso mediante 
el cual el metano (CH4) es llevado a un tratamiento térmico en donde es mezclado 
con vapor a alta temperatura y presión para producir H2. Actualmente un alto 
porcentaje del hidrógeno (48%) es producido mediante este proceso, ya que es más 
económico a gran escala en comparación con la electrólisis [27]. 
 
 Electrólisis: La producción mundial de hidrógeno a partir del proceso de electrolisis 
del agua alcanza el 4%. Este proceso se caracteriza por la circulación de corriente 
continua a través de dos electrodos, ánodo y cátodo, en contacto con agua, lo cual 
permite separar las moléculas del agua en hidrógeno (H2) y oxígeno (O2). Este 
proceso no produce ningún tipo de emisiones de GEI, y para que el H2 sea 
catalogado como verde, debe recibir la electricidad de fuentes de energía renovable, 
siendo las más utilizadas la solar FV y eólica [27]. 
Para la inyección de H2 a la red de gas natural se debe considerar que el hidrógeno 
producido podría ser inyectado como H2 puro (inyección directa), o a través de un 
compuesto previamente sintetizado a partir de H2 (inyección indirecta) como lo es la 
metanación. 
El proceso de metanación, corresponde a la producción de gas metano sintético por medio 
de la mezcla de hidrógeno (H2) y dióxido de carbono (CO2). Ejemplo de ello es la reacción 
de Sabatier Synthesis [28]: 
4𝐻 + 𝐶𝑂 → 𝐶𝐻 + 2𝐻 𝑂 (1) 
3𝐻 + 𝐶𝑂 → 𝐶𝐻 + 𝐻 𝑂 (2) 
Este método tiene múltiples beneficios, ya que al transformar el H2 en metano sintético es 
posible almacenarlo de una manera más fácil y económica. Sin embargo, si el metano 
sintético es sometido a un proceso de combustión, producirá emisiones de CO2, por lo que 
el impacto del proceso de metanación en la reducción de emisiones de GEI dependerá 
exclusivamente que la fuente de CO2 sea inevitable o desde el aire, para que su balance 
total de emisiones sea cero. 
Finalmente, también se considera la producción de gas natural a través de refinerías, las 
cuales pueden inyectar el gas natural producido de forma directa a la red o inyectarlo a una 
planta reformadora para producir hidrógeno gris o azul para su posterior inyección, también 
existen plantas almacenadoras de gas natural licuado, las cuales posterior al proceso de 
regasificación inyectan gas natural a la red como se puede ver en la Figura 10. 
 
 
 
 
 
 
 
26 
 
Figura 10: Inyección de gas a red por medio de múltiples fuentes. Fuente: Adaptado de: Power-to-gas for 
injection into the gas grid: What can we learn from real-life projects, economic assessments and systems 
modelling [29]. 
 
5. Inyección de hidrógeno en redes de gas 
5.1. Inyección de hidrógeno y tolerancias por segmento 
Para describir las implicancias de la inyección de hidrógeno, se separarán los segmentos 
en estaciones de inyección, transporte y almacenaje, y distribución y servicios. 
5.1.1. Estaciones de inyección de hidrógeno 
Cuando el hidrógeno es producido, este debe pasar por una estación de inyección en 
donde es mezclado con gas natural e inyectado a la red. Ver Figura 11. 
La estación debe asegurar que el nivel de mezcla sea el adecuado y quela presión sea la 
correcta. El nivel de presión de la red determinará los componentes necesarios para llevar 
a cabo la inyección de forma controlada y segura. Actualmente, los proyectos piloto de 
inyección de gas en red se han centrado en la inyección en las líneas de distribución y de 
servicio, debido a las limitaciones técnicas de las tuberías de transporte. 
 
 
 
 
 
 
 
 
27 
 
Figura 11: Estación de inyección de hidrógeno a red de gas. Fuente: Thyson’s Propane Vapour Injection 
equipment, https://www.thyson.com/ [31]. 
 
 
El proceso general de la estación de inyección es: 
 Entrada de hidrógeno producido a un tanque. 
 Se mide el índice de Wobbe del gas natural y se determina cuánto hidrógeno debe 
ser inyectado para alcanzar el % de mezcla deseado. 
 Se realiza la mezcla y el gas resultante se hace circular por un “volumen loop” para 
medir la composición final. 
 Se inyecta el gas final en la red de gas natural. 
Componentes principales de una estación de inyección de H2: 
 Medidor de índice de Wobbe [30]. 
 Volumen de recirculación tanque de mezclado. 
 Válvulas: De acero forjado, superposiciones de soldadura y aceros austeníticos [31]. 
5.1.2. Inyección de hidrógeno en segmento de transporte y almacenaje 
Para determinar cuánto hidrógeno es posible inyectar a la red, se debe considerar la 
tolerancia de cada uno de los componentes presentes en la infraestructura de la red de gas 
natural, ya que, evaluando los más sensibles al H2, se obtendrá el porcentaje máximo 
permitido por la red para su inyección sin incurrir en grandes modificaciones a la 
infraestructura. A continuación, en el 
Gráfico 4 se muestra el grado de tolerancia al hidrógeno de los principales componentes de 
la línea de transporte y almacenaje, donde se aprecia el porcentaje de hidrógeno que puede 
admitir un componente con diferentes grados de modificaciones e inversiones. 
 
 
 
 
28 
 
 
Gráfico 4: Tolerancias de concentración de H2 por componente para el segmento de transporte y almacenaje. 
Fuente: Adaptado de “Overview of available test results and regulatory limits for hydrogen admission into 
existing natural gas infrastructure and end use [1] y Hydrogen from renewable power [32]”. 
 
Como se puede observar, las tuberías de acero y los compresores para la red de transporte, 
en general, pueden tolerar una concentración de H2 del 5% sin mayores modificaciones. 
Para el caso de las tuberías, es posible tolerar hasta un 100% de concentración según 
estudios que han sido positivos, pero se deberían realizar modificaciones intermedias, lo 
que conlleva una inversión mayor para el reacondicionamiento. Para el caso del compresor, 
solo es posible llegar hasta un 5% de concentración, hasta un 10% con modificaciones 
intermedias1, pero para llegar al 100% se deberán hacer mayores investigaciones. Solo en 
el caso de la protección catódica y el almacenamiento en cavernas pueden admitir sin 
muchas modificaciones para soportar el 100% de hidrógeno. En lo general, debe ser 
evaluado cada caso si es más factible reacondicionar o reemplazar el equipo. 
La EIGA (The european Industrial Gases Association) elaboró una guía sobre el uso de las 
tuberías de gas para la inyección de 10% o más de hidrógeno en ellas, concluyendo que: 
“En general, los grados de tubería de acero al carbono comunes como API 5L- X52 (y 
grados de menor resistencia) y ASTM A 106 Grado B se han utilizado ampliamente en el 
servicio de gas hidrógeno con pocos reportes de problemas. Esto se debe a la resistencia 
relativamente baja de estas aleaciones, lo que confiere resistencia a la fragilización por 
hidrógeno y otros mecanismos de fractura frágil” [33]. 
Por su parte, National Grid, el operador principal de la red de transporte de Reino Unido ha 
estado trabajando en la investigación del impacto de la fragilización por hidrógeno en las 
 
1 Dependiendo del límite de presión parcial de 6,8 bar para determinados materiales. 
0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%
Cavernas
Almacenamiento poroso
Secadores
Terminación pozo
Tuberías de acero >16 bar
Protección catódica
Revisión de sellos en estaciones
Compresores
Al
m
ac
en
aj
e
Lí
ne
as
 d
e
Tr
an
sm
is
ió
n
H2 EN GAS NATURAL (%VOL)
Nulas o pequeñas modificaciones Estudios positivos / modificaciones intermedias
Grandes modificaciones Se requiere investigación
 
 
 
 
29 
 
redes de transporte entre otros problemas que llevaría realizar esta mezcla. Los criterios de 
análisis que utilizaron fueron: 
1. Materiales: Análisis de la fragilización por hidrógeno. 
2. Rendimiento: Análisis de la cantidad de hidrógeno admisible. 
3. Seguridad: Afectaciones a la seguridad de la operación. 
4. Operación: Si la operación será diferente. 
Los resultados obtenidos se muestran en la Tabla 4: 
Tabla 4: Análisis de admisibilidad de gasoductos [31]. 
Material 
gasoducto 
Fragilización por 
hidrógeno/Integridad 
soldadura 
Capacidad Riesgo de 
Mayor 
ruptura 
Mantención 
API 5L GRB 
 
API 5L X-42 
 
API 5L X-46 
 
API 5L X-52 
 
API 5L X-56 
 
API 5L X-60 
 
API 5L X-65 
 
 
Bajo/ No hay impacto: No hay impactos significativos los gasoductos 
debido a una inyección de hidrógeno. 
Medio/Potencial Impacto: Se requerirá rediseños y cambios en el 
gasoducto con una inyección de hidrógeno. 
 
5.1.3. Inyección de hidrógeno en el segmento de distribución y servicios 
La concentración permitida de hidrógeno dependerá de la tolerancia de los elementos 
involucrados en la infraestructura de la red y puede ser medida en términos tanto de 
seguridad y como de operabilidad. Dada esta situación, es posible que varíe entre países y 
usos, por lo que su evaluación debe considerar estos aspectos. 
Para el caso de la concentración permisible para gasoductos en la sección de red de 
distribución y servicios, en el Gráfico 5 se presenta un extracto de la tolerancia de los 
componentes presentes en esta sección. 
 
 
 
 
 
 
 
 
30 
 
Gráfico 5: Tolerancia de concentración de H2 por componente para la sección de red de distribución, 
regulación de presión, sistemas de medición y red de servicios [1]. 
 
Los gasoductos de distribución se caracterizan por operar a una baja presión y están 
hechas de hierro fundido, cemento fibroso y de polietileno (MDPE y HDPE). Actualmente 
gran parte de los gasoductos en este segmento usan el material de polietileno [34], estas 
últimas son aceptadas para la inyección de hidrógeno y las que están fabricadas por acero 
de bajo grado estudios demuestran que es poco probable la fragilización por hidrógeno, el 
cual es el gran problema de operación en general para las cañerías debido a los efectos 
que conlleva [31]. 
5.2. Consideraciones para la inyección y compatibilidad del H2 
La inyección de hidrógeno en tuberías puede entregar grandes oportunidades y beneficios 
a la matriz energética y al uso de la infraestructura ya construida de gas natural, lo cual 
permitirá reutilizar materiales y ahorrar en costos de construcción. Sin embargo, existen 
varios desafíos que deberán ser resueltos antes de inyectar hidrógeno en la red de forma 
segura y controlada. Esta sección está desarrollada en base a los siguientes puntos de 
interés: 
1- Pureza del hidrógeno transportado 
2- Consideración de seguridad y el uso 
3- Densidad energética de la mezcla transportada 
4- Costo de inyección 
5- Linepack 
0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%
Tuberías de acero
Tuberías de polietileno
Tuberías de hierro fundido
Fittings
Válvulas de flujo
Instalaciones residenciales
Filtros
Precalentadores
Válvulas de cierre
Reguladores de presión
Valvula de alivio
Válvulas
Cromatógrafo de gas
Convertidor de volumen
Nodo Inyección de odorante
Medidor de gas en turbina
Medidor de gas de desplazamiento rotativo
Medidor de ultrasonido
Medidor de diafragma
Di
st
rib
uc
ió
n 
y
se
rv
ic
io
Re
d 
de
 d
is
tr
ib
uc
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 R
eg
ul
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de
pr
es
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n/
 S
ist
em
asd
e 
m
ed
ic
io
ne
s
H2 EN GAS NATURAL (%VOL)
Nulas o pequeñas modificaciones Estudios positivos / modificaciones intermedias
Grandes modificaciones Se requiere investigación
 
 
 
 
31 
 
Los cuatro puntos se relacionan de forma directa con las características físicas y químicas 
del hidrógeno y del gas natural, por esta razón en la Tabla 5 se presenta un resumen con 
las propiedades más importantes del hidrógeno, comparadas con las del metano. 
Tabla 5: Propiedades físicas y químicas del hidrógeno y el metano [5]. 
Propiedad Unidad Hidrógeno Metano 
Propiedades Físicas 
Densidad* [kg/m3] 0,09 0,68 
Poder calorífico [MJ/kg] 120 50 
Índice de Wobbe [MJ/Nm3] 40-48 47-53 
Propiedades de Combustión 
Rango de Flamabilidad [% vol] 4-75 4,4-17,0 
Límite de oxígeno para 
combustión 
[% vol] 5 12 
Velocidad de combustión [m/s] 3,1 0,4 
Tamaño de celda de detonación [mm] ~10 ~300 
Energía mínima para ignición [mJ] 0,016 0,21 
Temperatura de autoignición [°C] 560 600 
 
5.2.1. Pureza del hidrógeno transportado 
Dependiendo de los escenarios que se estén analizando tanto para una inyección total de 
hidrógeno en las redes o una fracción de este a la red de gas natural, es importante saber 
la pureza de este, debido a que los equipos de los consumidores finales se pueden ver 
afectados en su funcionamiento además una mayor pureza del hidrógeno inyectado 
incrementaría los costos de producción de este ya que implica procesos de purificación 
mayor. 
Actualmente, el grado de pureza necesario para usar el hidrógeno como insumo para 
procesos químicos es de 99.95% [2]. Sin embargo, considerando el uso de H2 como 
energético, este nivel de pureza puede variar dependiendo de las necesidades y 
requerimientos de los productores, distribuidores y consumidores finales que estarán 
determinadas principalmente por las aplicaciones dónde usarlo. Se estima que el hidrógeno 
disponible tiene una pureza entre 97,5-98.5% para el caso de reformado de metano y 
99,999% para el caso de electrolizadores (PEM) [2]. 
El grado de pureza del H2 dependerá de diversos factores y necesidades, que serán 
determinadas por el grado de pureza que pueda mantenerse al ser transportado por 
tuberías y los requerimientos del consumidor final. En el caso del estudio Hy4Heat [35], se 
determinó en base a un consenso que se hizo entre el producto, el distribuidor y el 
consumidor final de gas, que un grado de pureza de 98% como mínimo sería satisfactorio 
para cumplir con los requerimientos de todas las partes además que es un buen valor para 
los costos de producción y el efecto de la combustión que tiene el hidrógeno en los 
consumidores finales. Para el caso de inyección de H2 en red de gas natural, el grado de 
pureza es más flexible debido a que solo es necesario asegurar un porcentaje de H2 en la 
mezcla CH4-H2 para cumplir con los requerimientos de mezcla [35]. 
 
 
 
 
32 
 
5.2.2. Consideraciones de seguridad del material y el uso 
El hidrógeno en su estado gaseoso es incoloro, inodoro, tiene alta inflamabilidad y no es 
tóxico. Es importante considerar la estandarización de medidas de control de calidad para 
reducir los riesgos y evitar accidentes al momento de su uso o consumo. 
A continuación, se exponen potenciales riesgos y problemas de seguridad relacionados con 
el H2, así como los efectos que genera al ser inyectado en la red de gas natural. Dentro de 
los efectos del uso del hidrógeno en redes de gas, y principalmente que afectan la 
materialidad de las redes son la fragilización, la filtración, la inflamabilidad y la autoignición. 
Gran parte de estos potenciales riesgos son considerados en las normativas internacionales 
presentes en Anexo B: Normativas. 
Fragilización por hidrógeno (Hydrogen Embrittlement) 
Este es un proceso donde el hidrógeno molecular se disipa en las fracturas o microgrietas 
de la tubería, reduciendo la ductilidad del material y aumentando la propagación de grietas. 
Los materiales con mayor dureza sufren consecuencias mayores en comparación con 
materiales menos duros. Además, este efecto es intensificado a mayor presión, por lo que 
un material puede perder más ductilidad y volverse más frágil al aumentar la presión de la 
red [14]. 
Para reducir los efectos de fragilización existen diferentes opciones, las cuales dependerán 
de las características de cada línea de transmisión. Entre las soluciones más importantes 
están: 
1- Aplicar un revestimiento interno para proteger químicamente la tubería. 
2- Monitoreo constante para revisar regularmente el tamaño de las grietas. 
3- Estrategias de operación, como mantener una presión constante para prevenir la 
formación de grietas. 
4- Reemplazar y utilizar aceros más dúctiles. 
5- Introducir pequeñas cantidades de oxígeno [31]. 
Estudios demuestran que el crecimiento de las grietas se debe a la interacción de átomos 
de hidrógeno y las fluctuaciones de presión [36], es decir por el contrario cuando la presión 
en la tubería es constante y existe una acumulación de átomos en ciertos sectores de las 
grietas, la presión constante evitaría que estos átomos presionen más el gasoducto 
aumentando las grietas, además sin fluctuaciones se evitaría la acumulación en ciertas 
zonas de la red. 
Como se mencionó, se debe evaluar el estado de las líneas de transporte, comparar los 
costos de inversión y operación para determinar cuál es el enfoque más conveniente. Por 
ejemplo, para el caso de Alemania y Países Bajos, se determinó que no es necesario aplicar 
revestimiento, mientras que estudios en Francia demostraron que el revestimiento es una 
buena alternativa para mantener niveles de operación similares a los del gas natural [2]. 
Para el caso de distribución, este efecto es mucho menor debido a la baja presión y 
capacidad de utilizar diferentes tipos de materiales como aceros más dúctiles, cobre o 
polietileno. 
 
 
 
 
33 
 
Filtración 
La filtración de hidrógeno por las paredes de la tubería es mucho mayor comparado con la 
del gas natural, esto se debe principalmente a su tamaño molecular y al coeficiente de 
difusión el cual depende de la materialidad de las cañerías que se estén analizando. En 
cañerías de polietileno el coeficiente de difusión del hidrógeno es 5 veces mayor que el del 
gas natural. Además, en términos energéticos la filtración de gas natural es mayor que la 
del hidrógeno debido a sus densidades energéticas. Desde el punto de vista volumétrico se 
estima que las filtraciones en tuberías varían desde 0.005-0.001 % [37]. 
Inflamabilidad 
Otro factor en seguridad es el mayor rango de inflamabilidad del hidrógeno con respecto al 
gas natural, y particularmente un bajo nivel de concentración de oxígeno para combustionar 
[37]. Como se puede apreciar en la Tabla 5, existen varios factores que hacen del hidrógeno 
un gas más volátil y de mayor riesgo en comparación con el metano. Estos factores son: 
 Rango de inflamabilidad: Para el metano el rango de inflamabilidad es de 4,4-17 [% 
vol], en cambio para el hidrógeno es de 4-75 [%vol], por lo que el rango que presenta 
el hidrógeno es mucho mayor que el gas natural. 
 Límite de oxígeno para combustión: Para el metano es de 12 [%vol], en cambio para 
el hidrógeno es de 5 [%vol], lo que quiere decir que este último requerirá de menor 
concentración de oxígeno para combustionar, aumentando el riesgo en su manejo. 
 Velocidad de combustión: Para el metano la velocidad de combustión es de 0,4 
[m/s], mientras que para el hidrógeno es de 3,1 [m/s], lo que afectará al diseño de 
quemadores y sensores de control de combustión. 
 Energía mínima para ignición: Para el metano la energía mínima para su ignición es 
de 0,21 [mJ], en cambio para el hidrógeno es de 0,016 [mJ], esto quiere decir que 
el hidrógeno requiere de una menor cantidad de energía para comenzar a 
combustionar. 
Autoignición 
Las temperaturas de autoignición del metano y el hidrógeno son muy similares, rondando 
entre 600 °C y 560°C respectivamente. De todas maneras,hay que poner atención al 
comportamiento de estos gases en superficies calientes. 
El hidrógeno es susceptible a la ignición espontánea cuando se libera al aire a baja presión, 
el metano es mucho menos susceptible a esta ignición espontánea. Debido a que se piensa 
en una mezcla de estos dos compuestos, no se ve un efecto importante debido a la mayor 
concentración de metano en la posible mezcla. Como la concentración de hidrógeno va a 
ir en aumento hacia el 100% en el mediano plazo, será una problemática para analizar a 
futuro [38]. 
Odorante del hidrógeno 
Dado que el H2 por si solo es inodoro, por temas de seguridad, al igual que al gas natural, 
es necesario agregarle un odorante, de tal modo que se pueda advertir fácilmente ante 
cualquier fuga. Esto es considerado para el caso de 100% de hidrógeno en la red. Para el 
caso de mezcla de CH4-H2, esto debe ser evaluado debido a que dependerá del lugar en 
 
 
 
 
34 
 
donde se inyecte odorante al gas natural. En los casos en que el gas natural tenga odorante, 
se deberá evaluar en qué grado afectará el poder del odorante a una mezcla de H2; en el 
caso en que no se haya inyectado, deber ser inyectado directamente a la mezcla. En el 
caso del estudio Hy4Heat [39] se determina que el odorante NB, el cual es una mezcla de 
Terc-butil mercaptano y sulfuro de dimetilo, es aplicable al gas de H2. Este es el mismo que 
se aplica al gas natural, por lo que solo se debería evaluar la concentración para los casos 
descritos. 
Colorante del hidrógeno 
Dado que el hidrógeno es incoloro al ojo humano, al momento de su combustión este no 
puede ser visto a simple vista, dificultando su manipulación y aumentando el riesgo tanto 
para las personas como para los operarios. Por lo tanto, es necesario agregar un colorante 
que permita visualizar el hidrógeno al momento de la combustión, sobre todo en el contexto 
de cocinas residenciales y comerciales. Los aditivos aún están en investigación. 
 
5.2.3. Densidad energética transportada 
Saber la cantidad de energía que está siendo suministrada y transportada en el sistema es 
de suma importancia para la operación de los gasoductos y la cuantificación monetaria del 
negocio gasista, si existe una inyección de hidrógeno inevitablemente la cantidad de 
energía transportada cambiara debido a las propiedades de este gas, ya que su densidad 
energética es menor que la del gas natural. 
Debido a la diferencia en las propiedades termo-físicas del hidrógeno y del gas natural, la 
tasa de energía transportada será diferente para ambos gases. 
La expresión para la energía transportada en [MW] en tuberías es: 
𝐻 = 𝑢 𝑄 
Donde H es la tasa de energía despachada, 𝑢 es la densidad energética del gas a una 
presión y temperatura estándar y 𝑄 es el flujo volumétrico a presión y temperatura 
estándar. 
 
𝑄 =
𝜋 𝜌
64 
∗
𝑇
𝑃
∗
(𝑝1 − 𝑝2)𝐷
𝑓 ∗ 𝑆 ∗ 𝐿 ∗ 𝑇 ∗ 𝑍
 
 f: factor de fricción. 
 S: gravedad especifica del gas [mass density]. 
 L: largo de tubería. 
 T: temperatura del gas. 
 Z: factor de compresibilidad del gas. 
 D: diámetro de tubería. 
 
 
 
 
35 
 
Debido a la baja densidad másica del H2, la densidad energética en términos volumétricos 
es baja, como se puede apreciar en la Tabla 6. 
Tabla 6: Poder calorífico inferior del hidrógeno y metano [40]. Fuente: Hydrogen Tools. 
 Masicos PCI Volumétricos PCI 
Hidrógeno 120 [MJ/kg] 10,8 [MJ/m3] 
Metano 47 [MJ/kg] 35,8 [MJ/m3] 
 
Por otra parte, la baja densidad másica del H2 (Gravedad especifica básica S) permite al H2 
lograr mayores flujos volumétricos en comparación con el gas natural a la misma caída de 
presión. Esto se refleja en el número de Wobbe (WN), el cual es un índice usado en la 
industria del gas para indicar intercambiabilidad de tipos de gas [5]: 
𝑊𝑁 =
𝑢
√𝑆
 
𝑀𝑗 
𝑚
 
Además, existen otros factores importantes que causan diferencias en el flujo de hidrógeno 
o de gas natural en una tubería como lo son: 
 Factor de compresibilidad. 
 Viscosidad cinemática (factor de fricción f) [41]. 
Se calculó la variación de energía transportada en función de la mezcla de gas inyectado 
en una tubería, donde se asumió un flujo suave y una rugosidad relativa baja en la tubería 
debido a las condiciones del flujo comunes en este tipo de aplicaciones. 
Gráfico 6: Efecto en la inyección de hidrógeno en la energía transportada en una tubería gas natural a 3 
presiones de referencia [42]. 
. 
En el Gráfico 6 se muestran tres presiones diferentes debido a que son los rangos de 
presión típicos que se utilizan en redes de transporte de alta presión, media presión y 
 
 
 
 
36 
 
distribución. A modo de ejemplo, para una presión de 80 [bar], solo un 64% de energía es 
despachada en el caso de inyectar un 100% de hidrógeno en comparación a un 100% de 
gas natural. 
5.2.4. Costos de inyección 
En base a lo anterior, existen dos escenarios posibles para los equipos al momento de 
inyectar hidrógeno en las líneas de transporte: el reemplazo o el reacondicionamiento de la 
infraestructura existente. En la Tabla 7 se muestran los costos estimados para los cuatro 
componentes principales en las redes de transporte de gas. 
Tabla 7: Costos estimados de reacondicionamiento o reemplazo de principales equipos en líneas de 
transporte y estaciones de compresión. [2] 
Componente Reacondicionamiento Reemplazo 
Tubería Transmisión (1) 10-35% 110-150% 
Compresor 100% 140-180% 
Estación de medición de gas 20-40% 110-120% 
Válvulas y sellos (2) - 40 
Revestimiento interno - 40 
(1) Considerado para tuberías de 36 pulgadas. Si la tubería es de menor tamaño se debe 
considerar un rango mayor. 
(2) Este costo dependerá de la frecuencia de reemplazo. Si debe ser cambiado cada 15 kilómetros, 
el costo será mayor. 
 
Los costos de reacondicionamiento para la tubería y para la estación de medición son 
relativamente bajos en comparación con el caso del compresor. Cabe destacar que esto 
dependerá de la evaluación de la línea de transporte, ya que cada línea tendrá sus propias 
características y tolerancias de concentración de H2. 
5.2.5. Linepack 
Si el Linepack de la red de gas es usado para suministrar grandes cantidades de energía 
al sistema eléctrico, es importante asegurar que la capacidad existente en el sistema para 
controlar la demanda y producción de gas sea adecuada. Ejemplo: En Reino Unido la red 
de gas distribuyó 561 [TWh] en 2017 a los consumidores, mientras que la producción 
eléctrica fue de 336 [TWh], con un 62 [TWh] de eólica y solar. 
Para el caso del Linepack, en el Gráfico 7 se puede observar el efecto de inyección de 
hidrógeno en la flexibilidad del Linepack basado en valores típicos de flujos y rangos de 
linepack swing. 
 
 
 
 
 
 
 
 
37 
 
Gráfico 7: Efecto de la inyección de hidrógeno en la flexibilidad de linepack comparada con un 100% de gas 
natural. [42]. 
 
 
 
 
 
 
 
38 
 
6. Redes de gas en Chile. 
El uso del gas natural como fuente energética en Chile data de 1970, en el momento que 
ENAP comenzó a distribuirlo en la región de Magallanes, tomando luego este rol la empresa 
Gasco en las ciudades de Punta Arenas, Puerto Natales y Porvenir [43]. 
En 1997, debido a los acuerdos bilaterales de importación de gas entre Argentina y Chile y 
el término de la construcción del gasoducto Gas Andes, comenzó a funcionar el servicio de 
gas natural para la zona central de Chile [44]. 
En el año 2004 empezaron a aparecer las restricciones de envío de gas natural desde la 
Argentina, por lo que el gobierno de Chile decidió comenzar la construcción de terminales 
de regasificación de gas natural licuado (GNL) en la zona centro y norte del país. Con la 
llegada del GNL se dio seguridad de abastecimiento de gas natural a todos los clientes que 
usan este combustible [43]. 
El uso del gas natural en Chile es ampliamente utilizado por el sector residencial, comercial, 
industrial, transporte y generación eléctrica. De acuerdo con los datos del portal